Якшина Н., Инженер отдела транспорта электроэнергии ОАО «Белгородэнерго»

К 2003 году в энергосистеме России сложилась ситуация, при которой уровень отчетных потерь электроэнергии значительно превышал технологические и практически сводил на нет прибыль энергокомпаний. В свете этих событий было принято решение объявить проблему управления потерями приоритетным направлением в работе Региональных сетевых компаний. Тому, как управлять потерями электроэнергии, что было и будет сделано в этом направлении в Белгородской области, и посвящена данная статья.

Электроэнергия - очень специфический товар. В большинстве случаев конечный потребитель оплачивает получение электроэнергии по факту ее потребления. В то же время для выработки определенной электроэнергии генератором на электростанции необходимы определенные топливные и сырьевые ресурсы. Неправильное планирование объемов этих ресурсов может привести к сбоям в электроснабжении и даже к аварийным ситуациям. Поэтому для энергосистемы очень важно запланировать прием электроэнергии. Какие же здесь могут быть подводные камни? Почему эта проблема и, как ее основное следствие, проблема управления потерями признаны приоритетными направлениями в работе энергосистемы Белгородской области и страны в целом?

Электроэнергия, полученная сетями Региональной сетевой компанией (РСК) и зафиксированная приборами учета на границах балансовой принадлежности, складывается из таких составляющих:

1. Полезный отпуск - электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями.

2. Производственные нужды энергосистемы.

3. Транзит - электроэнергия, протекающая по сетям РСК в сети смежных АО-Энерго и в сети потребителей.

4. Потери электроэнергии.

По двум первым позициям вопросов в расчете и планировании практически не возникает. Что касается транзита, прогнозировать его сложно, но существенного влияния на планирование распределения электроэнергии он не оказывает.

Вот и остается большое темное пятно на светлом небосклоне - потери. Для того чтобы разобраться, что означает этот загадочный термин, как добиться снижения потерь и на какую именно их составляющую мы можем влиять как потребители и как работники энергосистемы, давайте углубимся в структуру потерь.

В первую очередь, потери электроэнергии -это определение, известное нам еще из учебников физики. Электроэнергия - единственный вид продукции, для перемещения которого на расстояние не используются другие ресурсы. Она расходует часть самой себя. В этом контексте можно говорить о потерях как о технологическом расходе электроэнергии на транспорт. Да, технические потери неизбежны, но это вовсе не означает, что мы не можем на них влиять. Изначально проектирование электрических сетей направлено на оптимальный расход электроэнергии. Но мир не стоит на месте, развивается промышленность, сельскохозяйственный сектор, меняются потребности населения, строятся новые энергопотребляющие объекты. Поэтому оптимальная структура сетей и оптимальные режимы работы всегда будут актуальным вопросом.

Для оптимизации расхода электроэнергии на транспорт прежде всего необходимо точно вычислить его значение. Надо сказать, что расчет потерь - крайне трудоемкая задача, требующая огромных информационных и человеческих ресурсов. К счастью, в наш просвещенный век мы можем привлечь себе в помощь информационные технологии. В настоящее время расчет технических потерь в ОАО «Белгородэнерго» производится в комплексе программ РАП-Стандарт, специально разработанном институтом Сележ-электро. Ежемесячно специалисты во всех городах и районах трудятся не только над точным расчетом технических потерь, но и над анализом их структуры. На основе этого анализа разрабатываются предложения и составляется план мероприятий по снижению потерь.

Итак, существенную составляющую отчетных потерь электроэнергии мы выделили. Кстати сказать, правильно рассчитанные и утвержденные технические потери закладываются в тариф на электроэнергию и, в принципе, поте-

рями, в известном смысле этого слова, для энергопредприятия не являются. Но, тем не менее, снижение технической составляющей потерь необходимо как для соответствия энергосистемы принятым нормам, так и для улучшения надежности и других эксплуатационных характеристик оборудования.

Еще одна составляющая потерь - так называемый недоучет. Дело в том, что приборы учета имеют собственную погрешность - как случайную, так и систематическую. И если случайная погрешность работает для нас и в «плюс», и в «минус», то систематическая - это самый настоящий недоучет. Индукционные счетчики, которые наиболее распространены для расчетов с бытовыми потребителями, с увеличением времени эксплуатации начинают работать в «плюс» своему владельцу и в «минус» энергокомпании. Суммарная систематическая погрешность приборов учета по классам напряжения составляет чуть более одного процента от общего отпуска в сеть. А по результатам года этот процент составляет значительную для энергосистемы сумму.

И, наконец, самая сложная и трудно устранимая часть потерь - потери коммерческие. Они не подчиняются законам физики и математики. На них оказывает влияние социальный фактор. Коммерческие потери - это, прежде всего, хищение электроэнергии потребителями. Причем происходят они как по собственному умыслу потребителя, так и от недостатка контроля потребления со стороны энергокомпании без вмешательства потребителей. Все мы являемся бытовыми потребителями и знакомы с такими ситуациями, как самопроизвольная остановка или сбои в работе счетчика. А потребитель либо по незнанию, либо по нежеланию не сообщает об этом работникам ЖКХ или энергосистемы. Безусловно, самым верным путем решения этой проблемы является усиление контроля над потреблением электроэнергии.

В этом направлении сейчас ведется огромная работа, создаются новые структурные подразделения, выделяются дополнительные технические и материальные средства. Но и этих мер недостаточно, и здесь все мы, как работники энергосистемы, просто обязаны прийти на помощь. Нас много, и мы, безусловно, имеем вес в формировании культуры и общественного сознания в нашем регионе. В наших силах сделать так, чтобы для начала в кругу близких нам людей, а потом и далее воровать электроэнергию было стыдно, не говоря о том, что самим подавать дурной пример. К тому же мы как никто другой должны понимать, что конечная цель снижения потерь в сетях - сдерживание темпов роста тарифов на электроэнергию для потребителей. Мы живем в цивилизованном обществе, где каждый должен отвечать за свои дела и потребности. В этом залог процветания не только энергосистемы, но и общества в целом.

Но вернемся от частного к общему. В начале статьи я уже упоминала о том, что управление потерями признано приоритетным направлением в работе энергосистемы. Абсолютные фактические потери электроэнергии в электрических сетях России за период 1994 - 2003 гг. увеличились на 37,1% от отпуска в сеть. К тому же наблюдается устойчивая тенденция к дальнейшему росту абсолютных и относительных потерь, если не принимать эффективных мер по их снижению. Приказом № 338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. была утверждена комплексная программа по снижению потерь в электрических сетях, стратегической целью которой является снижение к 2010 году суммарных потерь в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России до уровня 11%, а к 2015 году - до 10% (рисунок 1). И в тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, нужно снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче.

В соответствии с многолетней программой снижения потерь нами был рассчитан абсолютный годовой норматив снижения потерь для сетей ОАО «Белгородэнерго», который составил 47 млн. кВт ч на 2006 год. Это значит, что для того чтобы добиться целевого уровня, нашей энергосистеме необходимо уже в 2006 году снизить потери на 47 млн кВт ч. По итогам 2006 года норматив будет пересчитан в большую или меньшую сторону, в зависимости от выполнения. И так далее до 2010 года.

Для достижения таких результатов был разработан план мероприятий по снижению потерь на 2006 год. План включает в себя организационные мероприятия (отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок, оптимизация рабочих напряжений и т. д.), технические мероприятия (обновление оборудования), но основной упор сделан на мероприятия по совершенствованию систем учета электроэнергии. Колоссальным шагом в области автоматизации учета стало внедрение АСКУЭ (автоматической системы коммерческого учета электроэнергии). Уже с августа 2006 года на всех подстанциях напряжением 35 и 110 кВ работает система АСКУЭ. Надо сказать, что до этого времени АСКУЭ действовала только на подстанциях 330 кВ и выше, то есть на объектах МЭС, на границах балансовой принадлежности ОАО «Белгородэнерго». Теперь мы будем иметь возможность максимально точно контролировать распределение электроэнергии внутри нашей энергосистемы.

Еще одно эффективнейшее мероприятие -обновление парка приборов учета у бытовых потребителей. Вообще-то мы ставим себе цель полностью обновить парк приборов в ближайшие 5-8 лет. Но на данный момент это мероприятие внедряется в тех местах, где наиболее вероятна возможность несанкционированного потребления. В этом году акцент сделан на жителей частного сектора. Здесь замена приборов производится с выносом на фасад зданий и заменой вводов в здания на изолированный провод. Это значит, во-первых, что контролер в любое время может снять показания приборов, не заходя в дом, и, во-вторых, потребитель не сможет запитать свой дом в обход счетчика путем наброса (провод-то изолированный). Более того, в 2006 году запланировано внедрение пилотного проекта АСКУЭ-быт.

Помимо затратных мероприятий не менее эффективны и мероприятия организационного характера. По-прежнему более чем актуальным остается проведение проверок и рейдов по выявлению нарушений потребления электроэнергии, пересмотр договоров с физическими и юридическими лицами, то есть контроль и управление потерями.

Мной уже было сказано, что коммерческие потери - самая сложная и трудноуправляемая часть отчетных потерь. На данный момент мы можем проследить и выявить очаги всех составляющих потерь, кроме коммерческой, а без нее не может быть и речи о полном контроле над потерями электроэнергии. В связи с этим и было принято решение о внедрении пофидер-ного баланса электроэнергии. Его суть состоит в том, чтобы «привязать» каждого потребителя, будь то физическое или юридическое лицо, к конкретной структурной единице электрических сетей (ВЛ-6/10 кВ, ТП, ВЛ-0,4 кВ). Мало того, необходимо автоматизировать процесс расчета баланса в каждом фидере 6 - 10 кВ. То есть вычислить разницу между тем, сколько энергии поступило в фидер с подстанции, и сколько отпущено и оплачено потребителями, и выявить, где именно и почему потерялась часть энергии. Это огромная по своему значению и по трудоемкости задача. Посудите сами, для ее осуществления требуются данные районов электрических сетей о структуре сетей, о потребителях и их лицевых счетах, необходимо все это связать и систематизировать, а также постоянно прослеживать и обновлять информацию, не говоря уже о составлении балансов и проведении анализа. Да, это сложно, но выполнимо. Внедрение этого проекта уже на завершающем этапе. Конечно, потребуется время, для того чтобы организовать и скоординировать работу, но мы смеем надеяться, что в 2006 году пофи-дерный баланс будет внедрен полностью. А это позволит направленно работать в области снижения коммерческих потерь и добиваться максимальных результатов.

В последнее время в связи с активизацией вопроса управления потерями меняется и структура компании (добавляются новые структурные единицы и должности), ужесточаются требования к персоналу, добавляются новые задачи. Это необходимая цена успеха. Конечно, еще много нужно работать над организацией труда, над регламентированием взаимоотношений между структурными единицами энергокомпании и сторонними организациями, но все в наших руках.

В текущем году на направление снижения потерь выделены значительные средства и силы. Так что смеем надеяться, что через год мы увидим еще более благоприятные результаты выполнения плана потерь. Но произойдет это только при том условии, что в нашей с вами работе не будет места скепсису и разобщенности и мы будем четко понимать, что стремимся к улучшению качества нашей же жизни не только как работников процветающей компании, но и как простых потребителей электроэнергии.

| скачать бесплатно Возможно ли управлять потерями электроэнергии? , Якшина Н.,

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показа­тель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния сис­темы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятель­ности энергоснабжающих организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающих­ся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п. По мнению международных экспертов, относительные потери элек­троэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно счи­тать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи элек­троэнергии по сетям. Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует актив­ного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соот­ветствующих мероприятий, а главное, к организации работы по сни­жению потерь.

В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техниче­ское перевооружение электрических сетей, в совершенствование сис­тем управления их режимами, учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, таких как: устаревшее оборудование, физический и моральный износ средств учета электроэнергии, несоответствие установленного оборудования передаваемой мощности.
Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих измене­ний хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвину­лась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энерго-снабжающих организаций.

Некоторые определения:
Абсолютные потери электроэнергии ­­– разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.
Технические потери электроэнергии – потери обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.
Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).
Коммерческие потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.

СТРУКТУРА КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в элек­трической сети, должны быть равны нулю. Очевидно, однако, что в реальных условиях отпуск в сеть, по­лезный отпуск и технические потери определяются с погрешностями. Разности этих погрешностей фактически и являются структурны­ми составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствую­щих мероприятий. Если такая возможность отсутствует, необходимо внести поправки к показаниям электросчетчиков, компенсирующие систематические погрешности измерений электроэнергии.

Погрешности измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.
Погрешность измерений электроэнергии в общем случае может быть разбита на множество составляющих.рассмотрим наиболее значимые составляющие погрешностей изме­рительных комплексов (ИК), в которые могут входить: трансформатор тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счетчик электроэнергии (СЭ), линия присоединения СЭ к ТН.

К основным составляющим погрешностей измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии относятся:
погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях
работы ИК, определяемые классами точности ТТ, ТН и СЭ;
дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реальных условиях эксплуатации ИК, обусловленные:
заниженным против нормативного коэффициентом мощности нагрузки (дополнительной угловой погрешностью); .
влиянием на СЭ магнитных и электромагнитных полей различной частоты;
недогрузкой и перегрузкой ТТ, ТН и СЭ;
несимметрией и уровнем подведенного к ИК напряжения;
работой СЭ в неотапливаемых помещениях с недопустимо низкой температурой и т.п.;
недостаточной чувствительностью СЭ при их малых нагрузках, особенно в ночные часы;
систематические погрешности, обусловленные сверхнормативны­ми сроками службы ИК.
погрешности, связанные с неправильными схемами подключения электросчетчиков, ТТ и ТН, в частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;
погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;
погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:
ошибок или умышленных искажений записей показаний;
неодновременности или невыполнения установленных сроков снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счетчиков;
ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний счетчиков в электроэнергию.

Следует заметить, что при одинаковых зна­ках составляющих погрешностей измерений отпуска в сеть и полезного отпуска коммерческие потери будут уменьшаться, а при разных - уве­личиваться. Это означает, что с точки зрения снижения коммерческих потерь электроэнергии необходимо проводить согласованную техниче­скую политику повышения точности измерений отпуска в сеть и полезного отпуска. В частности, если мы, например, будем односторонне уменьшать систематическую отрицательную погрешность измерений (модернизировать систему учета), не меняя погрешность измере­ний, коммерческие потери при этом возрастут, что, кстати, имеет место на практике.
Коммерческие потери, обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности.
Эти потери включают две составляющие: потери при выставлении счетов и потери от хищений электроэнергии.

Потери при выставлении счетов.

Эта коммерческая составляющая обусловлена:
неточностью данных о потребителях электроэнергии, в том числе, недостаточной или ошибочной информацией о заключенных дого­ворах на пользование электроэнергией;
ошибками при выставлении счетов, в том числе невыставленными счетами потребителям из-за отсутствия точной информации по ним и постоянного контроля за актуализацией этой информации;
отсутствием контроля и ошибками в выставлении счетов клиентам, пользующимся специальными тарифами;
отсутствием контроля и учета откорректированных счетов и т.п.

Потери от хищений электроэнергии.

Это одна из наиболее существенных составляющих коммерческих потерь, которая является предметом заботы энергетиков в большинстве стран мира.
Опыт борьбы с хищениями электроэнергии в различных странах обобщается специальной «Экспертной группой.по изучению вопросов, касающихся кражи электроэнергии и неоплаченных счетов (неплате­жей)». Группа организована в рамках исследовательского комитета по экономике и тарифам международной организации UNIPEDE. Согласно отчету, подготовленному этой группой в декабре 1998 г., термин «кража электроэнергии» применяется только в тех случаях, когда электроэнергия не учитывается или не полностью регистрируется по вине потребителя, либо когда потребитель вскрывает счетчик или нарушает систему подачи электропитания с целью снижения учитываемого счет­чиком расхода потребляемой электроэнергии.
Обобщение международного и отечественного опыта по борьбе с хищениями электроэнергии показало, что в основном этими хищения­ми занимаются бытовые потребители. Имеют место кражи электро­энергии, осуществляемые промышленными и торговыми предпри­ятиями, но объем этих краж нельзя считать определяющим.

Хищения электроэнергии имеют достаточно четкую тенденцию к росту, особенно в регионах с неблагополучным теплоснабжением по­требителей в холодные периоды года. Л также практически во всех регионах в осенне-весенние периоды, когда температура воздуха уже сильно понизилась, а отопление еще не включено.

Существуют три основных группы способов хищений электроэнер­гии: механические, электрические, магнитные.
Механические способы хищений электроэнергии.

Механическое способы хищений электроэнергии.

Механическое вмешательство в работу (механическое вскрытие) счетчика, которое может принимать различные формы, включая:
сверление отверстий в донной части корпуса, крышке или стекле счетчика;
вставка (в отверстие) различных предметов типа пленки шириной 35 мм, иглы и т.п. для того, чтобы остановить вращение диска или сбросить показания счетчика;
перемещение счетчика из нормального вертикального в полугоризонтальное положение для того, чтобы снизить скорость вращения диска;
самовольный срыв пломб, нарушение в центровке осей механизмов (шестерен) для предотвращения полной регистрации расхода электроэнергии;
раскатывание стекла при вставке пленки, которая остановит дисковое вращение.
Обычно механическое вмешательство оставляет след на счетчике, но его трудно обнаружить, если счетчик не будет полностью очищен от пыли и грязи и осмотрен опытным специалистом.
К механическому способу хищения электроэнергии можно отнести достаточно широко распространенные в России умышленные повреж­дения СЭ бытовыми потребителями или хищения счетчиков, установ­ленных на лестничных клетках жилых домов. Как показал анализ, динамика умышленных разрушений и хищений счетчиков практически совпадает с наступлением холодов при недостаточном отоплении квар­тир. В данном случае разрушения и хищения счетчиков следует рас­сматривать как своеобразную форму протеста населения против неспо­собности местных администраций обеспечить нормальные жилищные условия. Усугубление ситуации с теплоснабжением населения неиз­бежно приводит к росту коммерческих потерь электроэнергии, что уже подтверждается печальным опытом дальневосточных и некоторых сибирских энергосистем.

Электрические способы хищений электроэнергии.

Наиболее распространенным в России электрическим способом хищений электроэнергии является так называемый «наброс» на выпол­ненную голым проводом воздушную линию. Достаточно широко ис­пользуются также такие способы как:
инвертирование фазы тока нагрузки;
применение различного типа «отмотчиков» для частичной или полной компенсации тока нагрузки с изменением ее" фазы;
шунтирование токовой цепи счетчика - установка так называемых «закороток»;
заземление нулевого провода нагрузки;
нарушение чередования фазного и нулевого проводов в сети с заземленной нейтралью питающего трансформатора.

Если счетчики включаются через измерительные трансформаторы, могут применяться также:
отключение токовых цепей ТТ;
замена нормальных предохранителей ТН на перегоревшие и т.п.

Магнитные способы хищений электроэнергий.

Применение магнитов с внешней стороны счетчика может повлиять на его рабочие характеристики. В частности, можно при использовании индукционных счетчиков старых типов с помощью магнита замедлить вращение диска. В настоящее время новые типы счетчиков производи­тели стараются защитить от влияния магнитных полей. Поэтому этот способ хищений электроэнергии становится все более ограниченным.
Другие способы хищений электроэнергии
Существует целый ряд способов хищений электроэнергии чисто российского происхождения, например, хищения за счет частой смены владельцев той или иной фирмы с перманентным переоформлением договоров на поставку электроэнергии. В этом случае энергосбыт не в состоянии уследить за изменением владельцев и получить с них плату за электроэнергию.

Коммерческие потери электроэнергии, обусловленные наличием бесхозных потребителей.

Кризисные явления в стране, появление новых акционерных об­ществ привели к тому, что в большинстве энергосистем в последние годы появились и уже довольно значительное время существуют жи­лые дома, обшежития, целые жилые поселки, которые не стоят на ба­лансе каких-либо организаций. Электро- и теплоэнергию, поставляе­мые в эти дома, жильцы никому не оплачивают. Попытки энергосис­тем отключить неплательщиков не дают результатов, так как жители вновь самовольно подключаются к сетям. Электроустановки этих до­мов никем не обслуживаются, их техническое состояние грозит ава­риями и не обеспечивает безопасность жизни и имуществу граждан.

Коммерческие потери, обусловленные неодновременностью оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями - так называемой «сезонной составляющей».
Эта весьма существенная составляющая коммерческих потерь элек­троэнергии имеет место в связи с тем, что бытовые потребители объек­тивно не в состоянии одновременно снять показания счетчиков и опла­тить за электроэнергию. Как правило, платежи отстают от реального электропотрсбления, что, безусловно, вносит погрешность в определе­ние фактического полезного отпуска бытовым потребителем и в расчет фактического небаланса электроэнергии, так как отста­вание может составлять от одного до трех месяцев и более. Как правило, в осенне-зимние и зимне-весенние периоды года имеют место не­доплаты за электроэнергию, а в весенне-летние и летне-осенние перио­ды эти недоплаты в определенной мере компенсируются. В докризис­ный период эта компенсация была практически полной, и потери элек­троэнергии за год редко когда имели коммерческую составляющую. В настоящее время осенне-зимние и зимне-весенние сезонные недоплаты за электроэнергию намного превышают в большинстве случаев сум­марную оплату в другие периоды года. Поэтому коммерческие потери имеют место по месяцам, кварталам и за год в целом.

Погрешности расчета технических потерь электроэнергии в электрических сетях.

Поскольку коммерческие потери электроэнергии нельзя измерить. Их можно с той или иной погрешностью вычислить. Значение этой погрешности зависит не только от погрешностей изме­рений объема хищений электроэнергии, наличия «бесхоз­ных потребителей», других рассмотренных выше факторов, но и от погрешности расчета технических потерь электроэнергии. Чем более точными будут расчеты технических потерь электроэнергии, тем, оче­видно, точнее будут оценки коммерческой составляющей, тем объек­тивнее можно определить их структуру и наметить мероприятия по их снижению.

Котлы серии «Смоленск» - номенклатурное название КВ-ГМ-1,16-95(115)Н «Смоленск-1», КВ-ГМ-2,32-95(115)Н «Смоленск-2», КВ-ГМ-3,48-95(115)Н «Смоленск-3» - представлены на рынке водогрейных котлов более 10 лет.

Краткая техническая справка:

• котлы водогрейные водотрубные трехходовые;
• теплопроизводительность - 1,16; 2,32; 3,48 МВт;
• вид используемого топлива - газ/легкое жидкое;
• поставка блоком с изоляцией в обшивке;
• работает под наддувом (без дымососа);
• номинальная температура воды - 95/115 єС.

Отличительной особенностью данных котлов является горизонтальное расположение конвективной части над верхним экраном топки. Такая конструкция позволяет значительно сократить габаритные размеры котла по длине. При этом геометрия топочного пространства не ограничивает применение совместно с котлом стандартных горелочных устройств как импортного, так и российского производства. Современное газовое оборудование позволяет снизить вредные выбросы в атмосферу, сократить расход топлива и обеспечено автоматизированными системами управления с высокой степенью безопасности.

Преимуществом котлов также можно назвать универсальность в части перевода с температурного графика 70-95۫ єС на 70-115 єС и обратно. Для этого не требуется замена котла, достаточно изменить трассировку подводящих и отводящих трубопроводов, при этом независимо с левой или с правой стороны они будут располагаться. Расчетные характеристики позволяют эксплуатировать котлы этого типа при давлении воды на выходе из котла от 6 ч 10 кгс/см 2 (1,0 МПа).

Значительный период эксплуатации данных котлов внёс ряд усовершенствований для повышения надёжности эксплуатации котельных с котлами данного типа.

Газоплотность трубной части котла обеспечивается за счет приварки металлических полос между экранными трубами. В наиболее теплонапряженных местах внесены конструктивные изменения, позволяющие избежать локального перегрева мембран: установлены дополнительные трубы для охлаждения, уменьшена ширина мембран, изменена технология их сборки.

Модернизирована и конструкция клапана взрывного. По условиям безопасности взрывной клапан, защищающий котел от избыточного давления газов в топке котла и разрушения конструкции, устанавливается на выходе из топки (по газовому тракту). Температура газов в этой зоне достаточно высокая. Мембрана (защитная диафрагма) приходила со временем в негодность и требовала замены. Конструкция сегодняшнего времени позволила снизить температуру газов в зоне рабочей мембраны, в месте стыковки самого клапана, а наиболее горячие участки скрыть под изоляцией.

Успешно решена проблема по усилению места стыка стоек опорных конструкций с коллектором для исключения возможности отрыва стойки или нарушения целостности водяного контура котла.

В индивидуальных случаях, при «затаскивании» котла на значительные расстояния, по дополнительному запросу заказчика котёл устанавливается на раму. Это позволяет перемещать оборудование по любым поверхностям и направлениям без ущерба его работоспособности.

В виду недостаточности пространства в старых зданиях котельных требуется сократить зоны обслуживания. С этой целью на котлах данной серии смотровые окна (гляделки) установлены с двух сторон вдоль боковых экранов и могут использоваться с учетом доступности. По запросу дренажные штуцеры также возможно вывести на одну сторону (в общую зону обслуживания двух котлов), а трассировка трубопроводов на любую из сторон предусмотрена стандартной конструкцией.

Доступ к внутренним поверхностям топочного пространства осуществляется при открытии камеры фронтовой. Камера открывается на левую и правую стороны, по необходимости: зависит от конструктивных особенностей горелочного устройства, расположения газовой рампы и подвода газа к горелке, трассировке электрических кабелей от шкафа управления. Под камерой имеется съемная опора.

На что следует обратить внимание при проектировании и эксплуатации котлов данной серии:

• горизонтальное расположение конвективной части. Газоход от котла к трубе не должен иметь угла наклона в сторону котла, для предотвращения слива конденсата из газоходов внутрь котла. Желательно предусмотреть дренирование конденсата из газоходов. Эта особенность конструкции также требует поддерживать температуру воды на входе в котел выше точки росы, рециркуляция.
• конструкцией котла предусмотрены штуцеры для удаления конденсата из топки. На котле имеется соответствующая маркировка (информационная табличка). Необходимо исключить попадание сетевой воды внутрь газовой камеры.
• для удаления воздуха из трубной части на котлах устанавливаются автоматические воздухоотводчики. Они устанавливаются непосредственно на штатные штуцера системы трубной (внутренняя резьба 3/8”) без запорной арматуры. Технические характеристики воздухоотводчиков рассчитаны на рабочие параметры котла по давлению (6 кгс/см 2 или 10 кгс/см 2). При выполнении опрессовки котла в составе котельной необходимо это учитывать, чтобы сохранить работоспособность данных устройств.
• устанавливать горелочные устройства, согласованные для каждого типа котлов, соответственно их техническим характеристикам и геометрическим размерам топки.

По результатам анализа информации от проектирующих и эксплуатирующих организаций предприятием было принято решение дополнить номенклатурную линейку котлами туннельного типа 4,65; 7,56 и 11, 63МВт. Выпуск серийного образца котла КВ-ГМ-4,65-115/150Н запланирован на 2015 год.

РЕЖИМНАЯ КАРТА работы водогрейного котла КВ-ГМ-3.48-115Н (г. Калуга)

*Режимная карта составлена при: температуре газа - 15 єС;
Низшей теплоте сгорания - 7950 ккал/м 3 ;
Температуре воздуха - 19 єС.

№	ПОКАЗАТЕЛИ	Размерность	Реж.1	Реж.2
1	Теплопроизводительность	%	51	103
		Гкал/час	1,54	3,08
2	Топливо	Природный газ
3	Температура воды:
	до котла	єС	83	70
	после котла	єС	105	113
4	Расход воды через котел	м 3 /час	70	70
5	Количество работающих горелок	шт	1	1
6	Расход топлива	нм 3 /час	205	410
7	Давление газа перед горелкой	мбар	80	80
8	Температура уходящих газов	єС	122	131
9	Состав уходящих газов:
	СО 2	%	10	9,9
	О 2	%	3	3,2
	СО	ррм	0	0
	NOx	ррм	55	47
10	Коэффициент избытка воздуха	б/р	1,19	1,20
11	Потери тепла:
	с уходящими газами	%	4,7	5,0
	от химического недожога	%	0	0
	в окружающую среду	%	1,0	0,5
12	К.П.Д. котлоагрегата брутто	%	94,3	94,5
13	Расход условного топлива на выработку 1 Гкал	Кг у.т./Гкал	151,4	151,2

Котлы КВ-ГМ-1,16; КВ-ГМ-2,32; КВ-ГМ-3,48-95Н 1. Назначение. Водогрейные котлы серии КВ-ГМ предназначены для получения горячей воды давлением 0,6 (6,0) МПа (кгс/см 2) и номинальной температурой 95° или 115°С, используемой в системах отопления и горячего водоснабжения жилых, общественных и производственных зданий. 2. Состав и работа котла. 2.1. Котел выполнен в газоплотном исполнении, имеет горизонтальную компоновку, состоит из топочной камеры и конвективного газохода. Топочная камера, имеющая горизонтальную компоновку, экранирована трубами O51х3 с шагом 75мм, входящими в коллекторы O108х4,5мм. Конвективная поверхность нагрева расположена над топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб O28х3 с шагом S1=64мм и S2=40 мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты трубами O83х3,5 мм и являются одновременно коллекторами конвективных ширм. С фронта котла расположена неохлаждаемая открываемая фронтовая камера, на которую устанавливается горелочное устройство. Конструкция камеры позволяет открывать её на любую сторону котла за счёт чего обеспечивается лёгкий и удобный доступ к топочному пространству котла. Доступ к конвективным поверхностям обеспечивается за счёт расположенного над фронтовой камерой лаза. Неохлаждаемая крышка лаза (крышка газохода) открывается на левую сторону котла (см. с фронта). 2.2. В топочной камере во время эксплуатации присутствует избыточное давление. Герметичность обеспечена безасбестовым уплотнительным шнуром, вложенным в направляющие на внутренней стороне фронтовой камеры и фронтовом торце котла, внутренняя часть фронтовой камеры и крышки лаза теплоизолирована лёгкой футеровкой. 2.3. Несущий каркас у котла отсутствует. Котёл имеет опоры, приваренные к нижним коллекторам. Опорами котел устанавливается на швеллерные коробки высотой 200мм, поставляемые заводом. Швеллерные коробки, в свою очередь, привариваются к полу котельной (если он металлический), либо крепятся на анкера, забетонированные в бетонном полу (заводом не поставляются). 2.4. Котел оборудован автоматическими воздухоотводчиками, и удаление воздуха непосредственно из котла происходит без вмешательства обслуживающего персонала. Необходимо предусмотреть удаление воздуха только из подводящих-отводящих трубопроводов. Дренажные линии и штуцера слива конденсата из топки находятся по обеим сторонам котла под нижними коллекторами. Котёл имеет газоплотное исполнение, легкую натрубную теплопловую изоляцию, обшит ламинированным металлическим листом с защитным покрытием. Для комплектации котлов, по согласованию с заказчиком, могут быть использованы газовые, легко-жидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства различных отечественных и зарубежных производителей, имеющие соответствующие технические характеристики, разрешение на применение Ростехнадзора и сертификат соответствия ГОСТ РФ. 3. Водный режим. 3.1. Циркуляция воды в котле принудительная. Водо-химический режим должен обеспечивать работу котла без отложений накипи и шлама на тепловоспринимающих поверхностях. 3.2.Качество сетевой подпиточной воды должно соответствовать: 4. Технические характеристики Технические характеристики КВ-ГМ-3,48-95Н Рабочее давление воды (на выходе из котла) , МПа Расчетное гидравлическое сопротивление, МПа (кгс/см 2) 0,086/0,18 (0,86/1,18) 0,103/0,216 (0,103/2,16) 0,145/0,305 (1,45/3,05) Масса котла, не более, кг.** Расход воды, т/ч Расход топлива (расчетный) природный газ, м 3 /ч дизтопливо, кг/ч * КПД котла, не менее, % на дизтопливе Располагаемое тепло топлива природный газ, ккал/м 3 8670 (ГОСТ 5542-87) дизтопливо, ккал/кг 10 177 (ГОСТ 305-82)

* При использовании топлив отличных от расчетного необходимо производить корректировку технических характеристик.
** масса котла дана без учета арматуры и блока автоматики

Наименование элемента			КВ-ГМ-3,48-95Н
Котел в сборе
Автоматический воздухоотводчик MV10 3 / 8 "
Кран шаровой КШТВГ Ду 150 Ру 16
Кран 11Б 27п 1 Ду 15 Ру 16
Кран 11Б 27п 1 Ду 25 Ру 16
Блок автоматики
Горелочное устройство
Автоматический запорный клапан

Котлы КВ-ГМ-4,65-115H/150H

1. Назначение.

Теплопроизводительностью 4,65 (4,0) МВт (Гкал/ч) предназначены для получения горячей воды давлением с номинальной температурой 150 ° С; давлением до 0,9 (9,1) МПа (кгс/см 2) и номинальной температурой 115 ° С; используемой в системах отопления и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.

2. Состав котла.

2.1. Котел выполнен в газоплотном исполнении, состоит из топочной камеры и конвективного газохода. Топочная камера, состоящая из фронтового, потолочного, подового, заднего и двух боковых экранов, экранирована трубами O60х3мм с шагом 80мм, входящими в коллекторы O159х7 мм. На боковых стенках топки предусмотрены гляделки. Прямоугольный лаз (405х510мм) расположен на заднем экране топочной камеры котла.

Конвективная поверхность нагрева, расположенная над топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб O32х3 с шагом S1 =80мм и S2=33мм. Доступ к конвективным поверхностям обеспечивается за счёт расположенного на потолочном экране конвективной части прямоугольного лаза 400х450мм.

2.2. Циркуляция воды в котле принудительная. Подвод воды (при температурном графике 70-150 ° С) осуществляется в коллектор левой секции конвективного блока. Отвод воды – из коллектора правой секции конвективного блока.
Подвод воды (при температурном графике 70-115 ° С) осуществляется в коллектора конвективного блока. Отвод воды – из коллектора экрана потолочного топочного блока.
2.3. С фронта котла расположен фронтовой щит, на который устанавливается горелочное устройство.

2.4. Котел самонесущий, имеет 6 опор, приваренных к горизонтально расположенным коллекторам топочного блока. Опорами котел опирается на бетонные стойки. Опоры имеют разную высоту, обеспечивающую наклон 07", для эффективного удаления конденсата из котла. Конструкцию фундамента и закладных деталей разрабатывает организация, проектирующая котельную.

2.5. Котел состоит из двух основных элементов: топочного и конвективного блоков. Котел имеет современный дизайн, облегченную обмуровку и обшит ламинированным металлическим листом с защитным покрытием. Толщина обмуровки 60мм.

2.6. Блоки топочный и конвективный стыкуются между собой при помощи сварки.

2.7. На правой боковой и левой стенке котла находятся сливные воронки, в которые выводятся воздушные линии. Дренажные трубы для слива воды из котла имеют диаметр O32х3, для слива конденсата – O18х2.

2.8. Отборное устройство разрежения располагается на боковом экране топочной камеры.

2.9. На заднем экране блока конвективного расположен взрывной предохранительный клапан.

2.12. Газовый короб крепится с фронта к котлу на сварке.

2.13. Горелочное устройство устанавливается на фронтовую камеру.

2.14. Котел выполнен в газоплотном исполнении и обеспечивает работу котла под избыточным давлением, либо под разрежением, в зависимости от типа горелочного устройства и проекта котельной.

3. Качество сетевой подпиточной воды.

Качество сетевой подпиточной воды должно соответствовать для:

КВ-ГМ-4,65-115Н - РД 24.031.120-91.

КВ-ГМ-4,65-115Н - ПБ 10-574-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"

4. Технические характеристики

Технические характеристики
	Теплопроизводительность номинальная, МВт
	Рабочее давление воды на выходе из котла, не менее, МПа(кгс/см 2)
	Температура воды на входе, ° С
	Температура воды на выходе, ° С
	Температура уходящих газов, на газе/на дизтопливе, ° С
	Расход воды, т/ч
	КПД котла, не менее на газе/на дизтопливе, %
	Расход топлива (расчетный)
	природный газ, м 3 /ч
	дизтопливо, кг/ч
	Расчетный коэффициент избытка воздуха
	Конвективная поверхность нагрева, м 2
	Расчетное аэродинамическое сопротивление котла, на газе/на дизтопливе, Па
	Расчетное гидравлическое сопротивление, МПа(кгс/м 2)
	Расход воздуха, на газе/на легком жидком топливе, м/ 3 ч
	Проходное сечение клапана взрывного, мм 2
	Водяной объем котла, м 3

5. Комплектность поставки котлов

Котлы КВ-ГМ-7,56-150Н и КВ-ГМ-7,56-115Н; КВ-ГМ-7,56-95

1. Назначение

1.1. Водогрейные котлы предназначены для получения горячей воды с температурой 150 ° С и 115 ° С, используемой в системах отопления и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.

2. Состав котла.

2.1. Котлы выполнены в газоплотном исполнении, имеют горизонтальную компоновку, состоят из топочной камеры и конвективного газохода.Топочная камера, состоящая из потолочного, подового и двух боковых экранов, экранирована трубами O60x3мм с шагом 80мм, входящими в коллекторы O159x7 мм. Между трубами ввариваются пластины шириной 20мм, обеспечивающие газоплотность панелей топки котла. Трубы боковых экранов, расположены горизонтально.

Конвективная поверхность нагрева, находящаяся следом за топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб O32x3 с шагом S1=80мм и S2=33мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты горизонтально расположенными трубами O60x3мм и ввариваются в вертикальные коллектора O159x7мм. Между потолочными и подовыми трубами конвективного газохода ввариваются пластины шириной 20мм, обеспечивая газоплотность панелей котла.

Газоплотность боковых стенок обеспечивается путем приварки уголка 32x32x4. Доступ к конвективным поверхностям обеспечивается за счёт расположенного над конвективной камерой прямоугольного лаза 400x450мм и лаза в коробе газовом коробе.

2.2. Циркуляция воды в котле принудительная. Подвод воды осуществляется в коллектор конвективной части, отвод воды – из коллектора топочного блока.

2.3. С фронта котла расположена неохлаждаемая фронтовая поворотная камера, на которую устанавливается горелочное устройство.
Данная поворотная камера устроена таким образом, что имеет возможность открытия на любую сторону котла, не снимая горелочного устройства, тем самым, обеспечивая доступ в топочную камеру котла и секциям конвективной части.

2.4. Котлы самонесущие, имеют 8 опор, приваренных к вертикально расположенным коллекторам блоков. Опоры расположенные на стыке конвективного газохода и топочной камеры, неподвижны. При поставке единым блоком опорами котел опирается на раму, изготовленную из швеллера №20. При поставке двумя блоками – топочным и конвективным – на бетонные стойки. Устройство приямка необходимо при монтаже блоков котла.

2.5. Котлы состоят из двух основных элементов: топочного и конвективного блоков. Каждый имеет облегченную обмуровку и металлическую обшивку. Толщина обмуровки 60мм.

2.6. Блоки топочный и конвективный стыкуются непосредственно между собой с помощью фланцевого соединения и уплотнительного шнура (входящего в комплект поставки в случае раздельной поставки котла).

2.7. На правой боковой стенке котла находятся сливные воронки, в которые выводятся воздушные линии. Дренажные линии и штуцера для отвода конденсата из топочного и конвективного блоков находятся по обеим сторонам котла.

2.8. На боковых стенках котла имеются смотровые гляделки, отборное устройство разрежения располагается на потолочном экране топочной камеры.

2.9. На потолочном экране топочной камеры и на газовом коробе находятся два взрывных предохранительных клапана.

2.10. Для комплектации котлов могут быть использованы газовые, легко-жидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства различных отечественных и зарубежных производителей, имеющие соответствующие технические характеристики и сертификат соответствия России.

2.11. Для обслуживания и ремонта котла предусмотрена лестница (трап).

2.12. Газовый короб крепится к котлу при помощи фланцевого соединения и имеет в комплекте ответный фланец для присоединения к дымоходу котла.

3. Устройство и работа.

3.1. Теплоноситель (вода) температурой 70 ° С через трубопровод подвода воды Ду150 поступает в конвективные поверхности теплообмена котла. Затем через перепускной трубопровод поступает в топочные экраны, где путём излучения тепла от факела горелки нагревается до температуры 150 ° С – для котла КВ-ГМ-7,56-150Н и до 115 ° С – для КВ-ГМ-7,56-115Н. Затем вода поступает в боковой коллектор топочного блока, откуда через трубопровод отвода воды передается в тепловые сети.

3.2. Горелочное устройство устанавливается на фронтовую камеру.

3.3. Котел выполнен в газоплотном исполнении и обеспечивает работу котла под избыточным давлением, либо под разрежением, в зависимости от типа горелочного устройства и проекта котельной.

3.4. Качество сетевой подпиточной воды должно соответст в овать

КВ-ГМ-7,56-115Н - РД 24.031.120-91
КВ-ГМ-7,56-150Н - ПБ 10-574-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"

4. Технические характеристики

Технические характеристики		КВ-ГМ-7,56-150H	КВ-ГМ-7,56-115H
	Теплопроизводительность номинальная, МВт
	Вид топлива:	газ/жидкое топливо
	Рабочее давление воды,(на выходе из котла), МПа
	Температура воды на входе, ° С
	Температура воды на выходе, ° С
	Расчетное гидравлическое сопротивление, МПа, не более
	Диапазон регулирования теплопроизводительности, по отношению к номинальной, %
	Длина, мм
	Ширина, мм
	Высота, мм
	Расход воды, т/ч
	Расход топлива, На газе куб.м/ч
	Температура уходящих газов, ° С На легком жидком топливе>
	Средний срок службы до списания, лет, не менее	15 лет или 75 000 часов
	КПД котла, %, На легком жидком топливе
	Расчетное аэродинамическое сопротивление, Па На газе куб.м/ч На легком жидком топливе, кг/ч
	Коэффициент избытка воздуха в топке
	Давление газов, не более, Па
	Объем топочной камеры, м 3
	Поверхность стен топки, м 2
	Поверхность нагрева конвективной части, м 2
	Водяной объем, м 3
	Расход воздуха, нм 3 /ч На легком жидком топливе
	Расход газов, нм 3 /ч На легком жидком топливе

5. Комплектность поставки котлов серии КВ-ГМ

Наименование элемента	КВ-ГМ-7,56-115Н (поставка в сборе)	КВ-ГМ-7,56-115Н (поставка блоками)	КВ-ГМ-7,56-150Н (поставка в сборе)	КВ-ГМ-7,56-150Н (поставка блоками)
Котел в сборе
Комплект металлоконструкций
Кран шаровой КШП 0150160000
Кран шаровой КШП 0250160000
Кран шаровой КШП 0200160000
Блок топочный в обшивке
Блок конвективный в обшивке
Короб газовый
Горелочное устройство